Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Сургутский институт нефти и газа (филиал)

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет»

(Филиал ТИУ в г. Сургуте)

Кафедра «Нефтегазовое дело»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: Регулирование разработки нефтяных залежей с обширными газовыми шапками на примере объекта АС_4-8 Федоровского месторождения

по дисциплине: Разработка нефтяных месторождений

Руководитель

Янукян А.П., к.э.н.

Студент (ка)

Минибаев М.Р. ЭДНб-19-1

Сургут, 2022



Министерство науки и высшего образования Российской Федерации.

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет»

Сургутский институт нефти и газа (филиал)

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Кафедра НД

Утверждаю: зав. кафедрой Р.Д. Татлыев

Задание к курсовому проекту по дисциплине: Разработка нефтяных месторождений.

Студент: Минибаев Марат Рустемович группа ЭДНб-19 форма обучения очная.

1. Тема работы утверждена приказом по институту

Название темы: Регулирование разработки нефтяных залежей с обширными газовыми шапками на примере объекта АС_4-8 Федоровского месторождения

2. Срок сдачи студентом законченной работы 01.06.2022

3. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

Введение

1 Общая часть

Общие сведения о месторождении

История освоения месторождения

2 Геологическая часть

2.1 Описание стратиграфического разреза продуктивной части месторождения

2.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.3 Свойства и состав пластовых флюидов

3 Технико-технологическая часть

3.1 Проблемы разработки нефтяных залежей, осложненных газовыми шапками

3.2 Расчет основных технологических параметров работы нефтяной залежи в газонапорном режиме

3.3 Рекомендации и технические решения по дальнейшему регулированию разработки объекта АС4-8 Федоровского месторождения

Заключение

Список используемых источников

Дата выдачи задания Руководитель А.П. Янукян/



Оглавление

• Введение 5
• 1. Общая часть 8
• 1.1 Общие сведения о месторождении 8
• 1.2 История освоения месторождения 9
• 2. Геологическая часть 12
• 2.1 Описание стратиграфического разреза продуктивной части месторождения 15
• 2.2 Свойство и состав пластовых флюидов 20
• 3. Технико-технологическая часть 23
• 3.1 Проблемы разработки нефтяных залежей, осложненных газовыми шапками 23
• 3.2 Расчет основных технологических параметров работы нефтяной залежи в газонапорном режиме 25
• 3.3 Рекомендации и технические решения по дальнейшему регулированию разработки объекта АС_4-8 Федоровского месторождения 30
• Литература 39


Введение

Данный курсовой проект направлен на изучение проблемы регулирования разработки нефтяных залежей с обширными газовыми шапками. Режим газовой шапки или газонапорный режим -- это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В процессе написания курсового проекта решаются задачи:

Приобретение навыков работы с отчетным материалом нефтегазодобывающих предприятий и НИИ, с научно-технической литературой, справочными пособиями, руководящими документами и т. д.;

Углубление и обобщение знаний, полученных студентами на лекциях, и практических занятиях, а также в период работы на производстве (или при прохождении производственных практик);

Развитие навыков самостоятельного творчества студентов при решении задач по технологическим процессам нефтедобычи (выбор методик исследований, обобщение фактического материала, расчет показателей разработки, прогнозирование процессов нефтедобычи и т.д.);

Приобретение опыта проведения самостоятельных исследований и использование результатов в решении практических вопросов разработки нефтяных месторождений.

В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз газонефтяного контакта. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку. Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи водонефтяного контакта, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и другое.

Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима:

· наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти;

· значительная высота нефтяной части залежи;

· высокая проницаемость пласта по вертикали;

· малая вязкость пластовой нефти (не более 2--3 мПаЧс).

При газонапорном режиме, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи.

Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи.

Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов, большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта.

Выход газа и газовой шапки, а также, эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти.

Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Залежь нефти пластов АС_4-8 Федоровского месторождения представляет собой нефтяную оторочку толщиной до 6 м, заключенную между газовой шапкой (до 10 м) и подстилающей водой (до 14 м). Скважинами вскрываются все геологические типы залежи от чисто нефтяной до контактной газо- нефте- водонасыщенной с промежуточными типами, имеющими и не имеющими между собой непроницаемые прослои различной толщины.

Разработка месторождения ведется в соответствии с технологической схемой разработки Фёдоровского месторождения, в которой предусмотрены мероприятия по максимальному извлечению углеводородов из недр и предотвращению их безвозвратных потерь, как в недрах, так и на поверхности.

Для достижения этой цели эксплуатация месторождения ведется через герметичные стволы и устья скважин. Контроль над качеством изоляции пластов осуществляется методами промысловой геофизики (акустический каротаж, термометрия) в каждой скважине независимо от ее назначения. С целью изоляции верхних водоносных горизонтов подъем цементного раствора за кондуктором проводится до устья.

Сбор нефти и газа осуществляется по герметизированной напорной системе с однотрубным сбором продукции и трехступенчатой сепарацией нефти. Попутный газ используется в качестве сырья Сургутским газоперерабатывающим заводом.



1. Общая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Федоровское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Сургут (30-35 км). Федоровское месторождение находится в 10 км к северо-востоку от разрабатываемого месторождения - Западно-Сургутского. В 35-45 км от месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск-Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск. Район работ представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно залесенную равнину, приуроченную к широтному течению р. Оби. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 м до +75 м. Основная водная артерия района - р. Обь. Течение реки медленное (0,3-0,5 м/сек), спокойное. Ширина реки колеблется от 850 м до 1300 м, глубина 8-18 м. Река судоходная в течение всей навигации, со второй половины мая до конца октября. Непосредственно на площади месторождения гидрографическая сеть представлена множеством ручьев и рек. Наиболее крупная из них р. Черная - правый приток Оби. На всей территории наблюдается большое количество болот и озер. Самое крупное озеро Пильтон-Лор имеет площадь около 100 км2. Болота непроходимые, замерзают лишь к концу января. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и протоков. Климат резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым непродолжительным летом и короткой весной и осенью. По данным многолетних наблюдений среднегодовая температура низкая и колеблется от -3,2оС до -2,6оС. Наиболее высокая температура летом достигает +30оС. Зимой температура падает до -50оС. Количество осадков достигает 400 мм в год. Максимальное количество осадков приходится на май-август.

Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Толщина снегового покрова в лесах достигает 2 м. Грунт промерзает до 1,5 м, на болотах до 0,20 м. Толщина льда на больших реках до 40-80 см, на озерах до 40 см. Район относится к слабонаселенным. В городе Сургуте, самом населенном пункте, живет 395 тыс. человек. В нем сосредоточены основные промышленные предприятия, нефтеперерабатывающий завод, ГРЭС-1, ГРЭС-2, нефтедобывающие управления, объединение Сургутнефтегаз, нефтеразведочная экспедиция, крупный аэропорт, железнодорожный узел и речной порт. В связи с развитием нефтедобывающей промышленности в районе население постоянно растет. Коренное население (ханты, манси) в основном занимается лесозаготовками, рыболовством, охотой; коренное русское население - животноводством и земледелием.

1.2 История освоения месторождения

Фёдоровское месторождение было открыто в 1971 году скважиной № 62 «Главтюменьгеологии». В контуре изогипсы - 2625 м (горизонт «Б») амплитуда поднятия 105 м. Фундамент вскрыт в двух скважиной № (61 и 202) породами туринской серии Итак, открытое в 1971 г. месторождение в 1973 г. было введено в эксплуатацию. Первые же годы показали, что определять объемы добычи нефти будет не само месторождение, а инфраструктура вокруг него. Максимальный эффект достижим только при доставке бурильного оборудования и наладки его в сжатые сроки, а также возможности ремонта и технического обслуживания механизмов на месте. Расширение ремонтной материальной базы стало в начале пути основным вопросом развития. С увеличением сети дорог (что для тех природных условий было нелегкой задачей) возрос и объем добычи. Стремительный рост производства обуславливается именно этим фактором. Строительство нефтепроводов довершило картину торжества технического прогресса, призванного на помощь нефтяникам. Через полтора года (октябрь 1974-го) месторождение рапортовало о выдаче на-гора первого миллиона тонн нефти. За все время эксплуатации месторождения из его недр было выкачано более 500 миллионов тонн (этот показатель был достигнут в 2004 г.) нефти. Основного пика производство достигло в 1983 году, когда страна получила 36 млн. тонн. По самым скромным расчетам, извлекаемые остатки нефти составляют не менее 1,5 млрд. тонн. Путем несложных вычислений достигается вывод о том, что ориентировочное время разработки месторождения составит еще 110-120 лет. Вслед за подъемом последовал ожидаемый спад производства. Согласно особенностям нефтедобычи, в данном районе, нефть залегает пластами с расположением их между шапкой, состоящей из газа, и подошвенной оторочкой из воды. Отсутствие глинистого почвенного барьера приводит к скорому проникновению воды в скважины.

В связи с этим скважинам грозит быстрое обводнение, которое является главным бичом месторождения. Чем больше воды выкачивается из скважины, тем больше времени тратится на работу скважины вхолостую. Падает эффективность производства, работу скважин приходится приостанавливать для проведения внеплановых ремонтных работ. Соответственно, происходит общее снижение объемов добычи нефти. Скважины вертикального бурения в данном случае становятся нерентабельными. Для нормального процесса добычи нефти такие условия являются неблагоприятными, в связи с чем в 90-е годы прошлого столетия были предприняты первые шаги по внедрению новой технологии бурения - горизонтальной.

За годы освоения этого месторождения было построено более 4500тыс. эксплуатационных и нагнетательных скважин, добыто свыше 430 млн. тонн нефти и более 50 млрд м³ газа. Из 10 скважин получено более 1млн.тн сырья.

И все-таки падения уровня добычи - удел всех месторождений, процесс, так сказать, необратимый. Но это не значит, что были потеряны объемы. Упущено обустройство под систему газлифтных скважин, а главное - под систему ППД. Когда в 1983-85 годы началось падение объемов, все силы специалистов объединения и НГДУ были брошены на то, чтобы исправить ситуацию. И хотя снижение добычи на Федоровском месторождении продолжалось до 1996 года, а по некоторым объектам наблюдается и сейчас, ситуация в целом стабилизировалась. В первую очередь за счет ввода в разработку залежи АС _4-8, и технологическая схема составлена таким образом, что в течение ближайших лет будут удерживаться объемы на одном уровне.

Опытные и экспериментальные работы по этим вариантам освоения началось еще в 1985г. Первые результаты были не утешительными: извлечь из имеющихся запасов тонн можно всего 15% запасов. Строительство горизонтальных скважин дает гораздо больше- 25%. Проектом предусмотрено пробурить тысячу горизонтальных скважин.



2. Геологическая часть

Федоровское месторождение в тектоническом плане приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту «Б» Федоровская структура представляет собой крупную бранхиантиклинальную изометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским, Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов в основном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудой поднятий и углами падения слоев. В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского метаморфизированного фундамента и мезо-кайнозойского осадочного чехла. Вскрытая часть осадочного чехла имеет разрез аналогичный разрезу соседних детально изученных площадей (Западно-Сургутская, Быстринская и др.). В тектоническом отношении район месторождения представляет сложную антиклинальную зону, состоящую из ряда локальных поднятий: Северо-Сургутского, Федоровского, Мохового, Восточно-Мохового и Оленьего. Все они оконтуриваются общей сейсмоизогипсой - 2625 метров, отражающего горизонта «Б», отождествляемого с кровлей верхнеюрских отложений. Общее простирание структуры север-северо-восточое. Отдельные локальные поднятия оконтурены сейсмоизогипсой - 2600 м. Системы поднятий отделены четкими прогибами на западе от Западно-Сургутского, Вершинского и Яун-Лорского поднятий, а на северо-востоке от Савуйского. Кроме этого следует отметить, что система поднятий на западе, юге и востоке имеет небольшие по размерам структуры - спутники.

1. Палеозойский фундамент. Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. Эффузивно-осадочные отложения объединяются в туринскую серию осадков, входящих в состав фундамента.

2. Юрская система. Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлена переслаиванием между собой сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает нефтяной пласт ЮС-2, литологически представлен переслаиванием песчаников темно-серых, плотных тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных. Общая толщина пласта до 20 м. Толщина тюменской свиты достигает 250 м. Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской и баженовской свиты. В основании свиты васюганской свиты залегают аргелиты темные. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт ЮС-1, толщина свиты до 103 м. Георгиевская свита представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб. Толщина свиты от 2 до 7 м. Баженовская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, черными с различной степенью битуминозности. Толщина свиты 10-56 м.

3. Меловая система. Отложения этой системы представлены нижним и верхнем отделами. Нижний отдел состоит из осадков, алымской и нижней части покурской свит. В толще этих глин выделен нефтеносный пласт БС ₁₀. Проницаемые прослои сложены мелко- и средне зернистыми песчаниками с прослойками глинистого алевролита. Над пластами БС₁ и БС₂ залегает ишимская глинистая пачка, которая на некоторых участках месторождения опесчанивается в верхней части. Толщина ее 7 - 49 м. Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты АС _4-12 смесь из которых является нефтенасыщенными: АС _4-8, АС₉. Алымская свита залегает в основании валажинского яруса и представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными в средней части, песчаниками и алевролитами. Толщина ее достигает 132 м. Покурская свита, представлена неравномерным переслаиваниемалевролитопесчанных и глинистых пластов и пачек различной толщиной и плохо выдержанных по площади. Толщина покурской свиты до 843 м. Кузнецовская свита, приурочена к морским осадкам туронского яруса. Литологически она представлена глинами темно-серыми местами алевролитистыми. Толщина свиты до 29 м. Березовская свиты делятся на две подсвиты, нижнюю-споковидную и верхнюю глинистую. Обычная толщина свиты до 145 м. Ганькенская свита - литология ее довольно однообразна: нижняя часть слагается глинами темно-серыми; верхняя часть представлена глинами серыми с зеленовато-голубоватым оттенком. Толщина свиты 86 м.

4. Палеогеновая система. Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритистыми. Толщина свиты до 120 м.

Люлинворская свита (юценовый отдел) представлена глинами серыми и темно-серыми. Толщина свиты до 203 м. Тавдинская свита, представлена глинами зелеными, вязкими с присыпками и гнездами алевролита. Толщина свиты до 170 м.

Алымская свита представлена песками серыми, мелкозернистыми, кварцевыми, в верхней части чередование глин и песков с прослоями бурых углей. Толщина свиты до 100 м. Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена алевролитами серыми, сильно глинистыми. Толщина свиты не превышает 40 м.

5. Четвертичная система. Отложения представлены песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Толщина свиты не превышает 40 м. Фундамент района проектируемых работ, который приурочен к стыку структур I порядка-Сургутского свода и Северо-Сургутской моноклинали, на границе надпорядковых структур Мансийской синеклизы и Хантейскойантеклизы. Верхняя часть пород промежуточного комплекса (II структурно-тектонический этаж), отвечающего парагеосинклинальному этапу развития, вскрыты рядом поисково-тектонических скважин. Был вскрыт промежуточный этаж на глубине 3740 м. Вскрытая толщина пород 205 м. Отложения представлены переслаиванием аргиллитов (в верхней части битуминозных), алевролитов, песчаников крепко сцементированных карбонатно-глинистым цементом, известковистых мергелей. В породах развита трещиноватость. Трещины, как правило, выполнены кальцитом. Породы относятся к прикровельной части триасовых отложений. Кровля доюрских отложений вскрыта на глубине 3557 м, породы представлены переслаиванием аргиллитов, конгломератов и базальтов. На промежуточном структурном комплексе залегает слабодислоцированная мощная толща мезокайназойских пород, накапливавшихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Согласно тектонической карты мезокайназоского чехла Западной Сибири, площадь расположена на стыке надпорядковых структур Хантейскойантеклизы и Мансийской синеклизы. Федоровское месторождение приурочено к Северо-Сургутскому, Федоровскому, Северо-Федоровскому, Моховому и Восточно-Моховому локальным поднятиям III порядка, которые осложняют Федоровское куполовидное поднятие, расположенное в центральной части Сургутского свода.

Таблица 1 - Зональная и послойная неоднородность для продуктивных пластов.

Пласты	Количество определений	Количество скважин	Зональная неоднородность	Послойная неоднородность
АС5-6	197	23	0.274	0.378
БС1	64	13	0.259	0.242
БС10	298	28	0.274	0.504

2.1 Описание стратиграфического разреза продуктивной части месторождения

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями вартовской свиты (пласты АС_4-8, АС₉, БС₁₀, БС₁₁), (пласты БС₁₀, БС₁₁), ачимовской толщи (пласт БС₁₆) и тюменской свиты (пласт ЮС₂). Залежи пластов БС₁, БС₂, БС₁₀, БС _1-2 и ЮС₂ нефтяные, залежи пластов АС _4-8, АС ₉ - газонефтяные. Месторождение включает четыре площади: Федоровскую, Моховую, Восточно-Моховую и Северо-Сургутскую. На месторождении выделено семь эксплуатационных объектов: пласты АС _4-8, АС ₉, БС _1-2, БС ₁₀, БС _1-2 и ЮС ₂. Пласт БС ₁₀ является объектом разработки и содержит 88% извлекаемых запасов месторождения. Из семи эксплуатационных объектов АС ₉, БС _1-2, БС₁₀ полностью вовлечены в разработку.

Пласт БС ₁₀. Газовый фактор составил 91 м³/т. По интерпретации ГИС характеризуется неясным характером насыщения. В остальных скважинах пласт водонасыщен, без признаков нефти.

Пласт БС ₁₀, является основным продуктивным пластом на месторождении.

Залежь пластов БС ₁₀ представляет собой обширную подгазовую, водоплавающую зону. Эта нефтяная залежь характеризуется очень сложным геологическим строением продуктивной части разреза, обусловленным резкой литолого-фациальной изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади.

Кроме основных продуктивных горизонтов на месторождении испытаны пласты БС ₁ и АС ₁₂. При испытании получена пластовая вода.

Залежь пласта БС₂ приурочена к верхней части нижней подсвиты вартовской свиты. Пласт сложен полимиктовыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками с линзовидными прослоями глин. Средняя открытая пористость песчаников 26,5%, проницаемость 277 мг. Основная залежь пласта БС₂ имеет размеры 13 на 15 км, высоту 38 м. ВНК в этой залежи принят на отметке 2010 метров.

Залежь пласта БС₁ приурочена к кровле нижней подсвиты вартовской свиты.

Пласт развит в пределах всего поднятия и представлен песчаниками мелкозернистыми, полимиктовыми с глинистым цементом. Средняя открытая пористость песчаников 25,9%, проницаемость 0,239 мкм², ВНК принимается на отметке 2010 м, как по залежи БС₂. Залежь пластовая сводовая, высокодебитная с коллекторами порового типа. Таким образом, общий уровень ВНК и зоны слияния коллекторов по соседним пластам свидетельствуют о существовании единой залежи нефти в пластах БС₁, БС₂, БС₁₀. Однако значительная расчленённость последнего, зоны замещения коллекторов в сочетании со структурными факторами, способствовали к формированию самостоятельных залежей нефти на отдельных участках месторождения.

Пласты АС₄, АС₅, АС₆, АС₇, АС₈, объединены в одну группу пластов и рассматриваются как группа пластов АС_4-8. Они находятся в верхней и средней пачке Вартовской свиты в нижнем отделе меловой системы. Структура пластов представлена, алевролитами и аргиллитами, а также песчаниками. Толщина пластов колеблется от 8 метров до 22 метров. Данная группа пластов сильно газо- и водо- насыщены. Группа пластов АС_4-8 представлена пропластками небольшой толщины чередующаяся с пропластками газа и воды.

Пласт приурочен к верхам тюменской свиты. Породы пласта распространены на всем Федоровском месторождении.

Пласт ЮС₂ подразделяется на две пачки ЮС₂¹ и ЮС₂².Отложения пласта представлены сложным незакономерным переслаиваниемпесчанно-аллевритовых и глинистых пород, часто обогащенных углисто-слюдистыми включениями с маломощными пропластками углей. Слоистость косая и волнистая, подчеркнутая намывами углисто-растительного детрита. Иногда первичная слоистость нарушена корнями растений. Пласт изменчив и не выдержан по площади.

Проницаемые прослои пласта ЮС₂ представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупно- и разнозернистыми с глинистым и глинисто-карбонатным цементом. Микротекстуры обычно слоистые и линзовидно-слоистые, обусловленные изменением зернистости, присутствием глинистых линз, распределением углисто глинистого материала, пирита и сидерита.

Породы коллекторы имеют довольно значительный гранулометрический диапазон. В алевролитах размер преобладающей фракции от 0,03 мм до 0,1 мм. В песчаниках - 0,1-0,2 мм, реже встречаются средне-мелкозернистые разности с преобладающим размером обломков 0,2-0,25 мм. Терригенный материал чаще всего хорошо отсортирован, реже средне, форма обломков полуокатанная и полуугловатая.

Количество цементирующего материала в песчано-алевритовых породах колеблется от 5 % в глинистых разностях до 35% в карбонатных. Наиболее часто встречается 10-15% цемента. В песчаниках с хорошим гранулометрическим характеристиками, и, как правило, с небольшим содержанием аутигенных минералов, цемент пленочно-поровый глинистый с примесью карбонатного (1-3%). В составе глинистого цемента преобладает каолинит, нередко пропитанный органическим веществом. Пленки выполнены гидрослюдисто-хлоритовым и хлоритово-гидрослюдистым материалом. По результатам рентгеноструктурного анализа содержание каолинита - 47%, хлорита - 34%, гидрослюды-15%, монтморилонита - 0,2%. В алевролитах и более мелкозернистых песчаниках, в составе глинистых минералов увеличивается содержание гидрослюды (22%) и хлорита (38%), и уменьшается каолинитовая (34%) составляющая. Отмечается примесь монтмориллонита (0,3%) и смешанно-слойных образований (4,5%). Цементирующее вещество гидрослюдисто- хлоритового состава выполняет не только пленки на зернах но и группы пор. Породы пласта гидрофобизированы в скважинах 4205, 4207, 4208. Гидрофобные породы, как правило, характеризуются низкой остаточной водонасыщенностью и высокой остаточной нефтенасыщенностью. Смачиваемость таких пород водой крайне низка, поэтому при определении открытой пористости методом водонасыщения значения емкостных характеристик пород занижаются. Истинныезначения пористости получены при насыщении пород керосином.

Коллекторские свойства пород пласта ЮС₂ невысокие - преобладают коллекторы V и VI классов, а в алевролитах - VI класс. Преобладающие значения открытой пористости (по керосину) к песчаннику составляет 15-17%, хотя встречаются отдельные образцы с пористостью до 19%. Пористость алевролитов не превышает 15%, составляя в среднем 11,2%. Максимальные значения проницаемости у песчаников составляет 33 мД, в среднем около 5-6 мД. Фильтрационные свойства алевролитов гораздо более низкие, средняя проницаемость составляет 1 мД. Средние значения водоудерживающей способности для песчаников составляют 53%, а для алевролитов - 70%. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в таблице 1.1

Таблица 1.1 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	Пласт АС4	ПластАС5-6	ПластАС5-8	ПластБС10
Средняя глубина залегания,м	1775	1807	1825	2293
Тип залежи	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая
Тип коллектора	терригенный	терригенный	терригенный	поровый
Средняя общая толщина, м	10,6	38,4		40,0
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,3	5,6	4,5	10,2
Средняя газонасыщенная толщина, м	41,1	-	6,9	-
Пористость доли един.	0,256	0,260	0,240	0,240
Проницаемость, мкм х 10 і	0,507	0,532	-	0,265
Пластовая температура, °С	56	58	-	67
Пластовое давление, Мпа	18,8	18,8	-	23,2
Давление насыщения, Мпа	14,6	13,8	-	15,3
Газовый фактор, м3/т	51	51	-	91



2.2 Свойство и состав пластовых флюидов

Исследование глубинных проб проведено по 27 пробам из 10 скважин. Все анализы качественные и параметры нефтей закономерно изменяются от при контурных участков к сводам. Так давление насыщения и газосодержание увеличивается от водонефтяного контакта к своду соответственно от 116 ат. до 215 ат. При пластовом давлении 229-223 атм. и 104 м³/м³ до 161 м³/м³. Следует отметить, что как давление насыщения, так и газосодержание для отдельных участков месторождения изменяется неравномерно- для Моховой площади от 139 ат до 215 и от 114 м³/м³, для Федоровской от 116 до 139 ат. и до 121 м3/м3, для Восточно-Моховой до 166 атм, газосодержание до 121 м³/м³.

Вязкость нефтей в пластовых условиях изменяется от 1 спз. на своде Федоровского и Мохового поднятия до 1.3 спз. в при контурных зонах, составляет в среднем 1.17 спз.

Пласт БС_1.

Залежь пласта БС₁ охарактеризована 10 глубинными пробами нефть из 3 скважин и 7 поверхностными по 7 скважинам.

Нефть залежи пласта БС₁ отличаются повышенной плотностью (0,898г/см³) и вязкостью (в пластовых условиях 4.9 спз.), низким объемным коэффициентом 1.12, давлением насыщения 122 ат и газовым фактором 45.7 м³/м³. По составу нефть высокосернистая (1.86 %), высокосмолистая (содержание смол и асфальтенов 14.6 %), парафинистая (3.94 %)

Пласты АС _4-8

Залежь нефти пластов АС _4-8, имеющая высоту около 10-12 м, охарактеризована высокой плотностью от 0.880 до 0.920 г/см³ (средняя-0.903 г/см³), высокой вязкостью до 128 сСт. при 20 ⁰С, содержание смол и асфальтенов изменяется от 10 до 15 %, а выход фракций, высоко выкипающих до 300⁰С, в среднем составляет 28 %. Таким образом, по физико-химическим свойствам нефти под газовой залежью значительно хуже нефтей пласта БС₁₀. нефтяная залежь месторождение газонапорный

Газ пластовых вод значительно отличается от газа нефтяной части, где содержание метана достигают 88-93 % по объему.

Пласты БС_1.

Анализы газа сделаны по 5 пробам нефтяной части и 3 по водоносной части. Газы водоносной и нефтяных частей слабо отличаются по содержанию метана и некоторых других компонентам.

Таблица 1.2 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной пластовой нефти в рабочих и пластовых условиях.

Наименование	Пласт АС4-8
Сероводород	отсутствует
Двуокись углерода	0,19
Азот + редкие, в т.ч.	0,89
Гелий	0,006
Метан	93,74
Этан	0,87
Пропан	1,30
Изобутан	0,88
Нормальный бутан	0,37
Изопентан	0,30
Нормальный пентан	0,14

Таблица 1.3 Плотность пластовых флюидов.

Вид	Числовое значение
Газ, кг/м3	0,766
Газ, относительная (по воздуху), доли ед.	0,636
Нефти, кг/м3	913



Таблица 1.4. Физико-химические свойства и фракционный состав нефти Федоровского месторождения.

Наименование	Пласт АС4	Пласт БС10
Плотность, кг/м3	895	898
Вязкость, МПа·с При температуре 20°С 50°С	8,6 4,0	13,6 3,89
Температура застывания, °С	-	-30
Молярная масса, кг/кмоль	267	278
Температура насыщения нефти парафином, °С	27,4	21,7
Массовое содержание, % Серы Парафина Асфальтенов Парафинов	1,1 8,7 2,7 3,0	1,07 3,8 3,1 2,0
Объемное содержание фракций, % 150°С 200°С 300°С	5,8 12,8 31,8	10,3 17,0 32,7



3. Технико-технологическая часть

3.1 Проблемы разработки нефтяных залежей, осложненных газовыми шапками

Нефтяные залежи с газовой шапкой называют нефтегазовыми. На выбор системы и технологии разработки нефтегазовой залежи влияют условия залегания нефти и газа, соотношения объемов нефтяной оторочки и газовой шапки, толщина нефтяной оторочки, ширина (по площади) нефтяной оторочки, чисто нефтяной, газо- и водонефтяной зон, структурная форма ловушки, активность пластовой воды.

По активности пластовой воды выделяют залежи, имеющие достаточно активный напор пластовых вод и замкнутые залежи. В замкнутых залежах, в которых пластовые воды малоактивны или связь с законтурной областью затруднена либо вообще отсутствует, основной источник энергии - энергия растворенного газа и газовой шапки. В залежах с активной пластовой водой нефть можно добывать за счет использования напора воды при подчиненной роли растворенного газа и газовой шапки.

По условиям залегания нефти, газа и воды можно выделить два основных типа нефтегазовых залежей: залежь с краевой водой или с крыльевой нефтяной оторочкой и залежь с подошвенной водой или со сводовой нефтяной оторочкой (рисунок 3.1).

В залежах первого типа этаж газоносности больше толщины продуктивного пласта; выделяются два контура нефтеносности и два контура газоносности (внешний и внутренний), между которыми размещаются водонефтяная, нефтяная, газонефтяная и газовая зоны. Вместо нефтяной зоны может быть газоводонефтяная зона, расположенная между ГНК и ВНК. В залежах второго типа по всей площади залежи вода подстилает нефть, которая подстилает газовую шапку. Для них характерны два внешних контура: газо- и нефтеносности, оконтуривающих водонефтяную и газоводонефтяную зоны. Между этими двумя типами можно выделить промежуточный (третий) тип (рисунок 3.1) с тремя контурами: газоносности и два нефтеносности, который при сближении ВНК и ГНК может перейти в первый или второй тип.

Наличие газовых шапок и подошвенной воды существенно осложняет разработку нефтегазовых залежей. Трудности разработки связаны с взаимным влиянием газовой шапки и нефтяной части залежи. Поэтому основной принцип разработки нефтегазовых залежей - ограничение взаимовлияния газовой шапки и нефтяной части с одновременным созданием условий для вытеснения нефти водой.

Рисунок 3.1 - Нефтегазовые залежи: а - с краевой водой; б - промежуточного типа; в - с подошевенной водой; 1 - внешний водонефтяной контур; 2 - внутренний водонефтяной контур; 3 - внешний газонефтяной контур; 4 - внутренний газонефтяной контур; I - водонефтяная зона; II - нефтяная зона; III - газонефтяная зона; IV - газовая зона; V - газонефтяная зона.

Для небольших залежей в высокопроницаемых коллекторах, содержащих маловязкую нефть и имеющих активные пластовые воды, применяется система разработки с неподвижным ГНК. При разработке таких залежей давление в зоне отбора и законтурной зоне изменяется так же, как и при упруговодонапорном режиме, с несколько меньшим темпом за счет дополнительного вытеснения нефти выделяющимся растворенным газом.

Более эффективно воздействие на нефтегазовую залежь водой, закачиваемой в нагнетательные скважины на линии внутреннего контура газоносности (барьерное заводнение). Водяной барьер разделяет основные запасы нефти и свободного газа и позволяет одновременно отбирать нефть из нефтяной оторочки и газ из газовой шапки. Схема размещения скважин при барьерном заводнении представлена в приложении 1.

На нефтегазовых залежах с краевой водой размещение скважин аналогично размещению на нефтяных залежах. Для нефтегазовых залежей с подошвенной водой характерно размещение скважин по сравнительно плотной равномерной сетке (не более 300-400 м). В зависимости от местоположения нефтяных скважин на залежи назначается технологический режим их работы.

3.2 Расчет основных технологических параметров работы нефтяной залежи в газонапорном режиме

Рассматриваемый участок Федоровского нефтегазоконденсатного месторождения имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает. Месторождение начали разрабатывать при среднепластовом давлении равном давлению насыщения:

Pср= Pнас

Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета

Наименование параметра	Обозначение, единицы измерения	Значение
Радиус контура нефтеносности	R, м	3*103
Давление насыщения	Pнас, Па	8*106
Пористость пород пласта	m, д.е.	0,25
Толщина пласта	h, м	25
Насыщенность пласта связанной водой	SСВ	0,05
Коэффициент охвата пласта разработкой	2	0,8
Плотность нефти	2 [т/м3]	0,85
Плотность газа в атм. усл.	1АТ[т/м3]	0,85*10-3
Кажущаяся плотность газа	1К[т/м3]	0,3
Коэффициент растворимости газа в нефти	[т/(т·Па)]	8,5*10-9
Среднее отношение коэффициентов сверхсжимаемости газа при пластовом и атмосферном давлении	СР	0,9
В течение 10 лет отбор нефти из месторождения составляет	qн, м3/год	1,5*106

Отбор газа из месторождения изменяется в течение 10 лет по следующему закону:

,

,

где q₀ = 120*10⁶ м³/сут, = 42*10⁶.

Определить какими будут через 10 лет после начала разработки:

1) значение средепластового давления;

2) объем газовой шапки и ее доля от порового объема пласта, охваченного разработкой;

3) нефтеотдача месторождения.

Решение.

1. Определим объем пласта, охваченный разработкой

(3.1)

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому можно написать соотношения материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте в начале разработки:



(3.2)

(3.3)

где N₀₁, N₀₂ - начальные массы газа и нефти в пласте.

Из приведенных соотношений (3.2) и (3.3) получим:

(3.4)

2. Полная масса дегазированной нефти в пласте в каждый момент времени разработки пласта, исходя из условия задачи, может быть определена следующим образом:

(3.5)

Полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти в каждый момент времени разработки пласта исходя из условия задачи:

, (3.6)

(3.7)

3. Изменение во времени среднего пластового давления в пласте, исходя из материального баланса веществ в пласте в целом описывается квадратным уравнением:

, (3.8)

Где

(3.9)

(3.10)

(3.11)

где: N₁ - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти, т;

N₂ - полная масса дегазированной нефти в пласте, т.

Решение уравнения (3.8) имеет два корня, а именно:

(3.12)

Для того, чтобы определить какой из корней справедлив обозначим функцию:

(3.13)

Если

2a • P_ср - b < 0,

то справедлив меньший корень, а если

2a • P_ср - b > 0,

то справедлив больший корень.

4. Для определения справедливого корня величину

2a • P_ср - b

следует вычислять при

P_СР = P_НАС,

то есть в момент начала разработки пласта.

5. Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта можно определить, учитывая формулу закона Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:

(3.14)

Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой будет определяться как отношение:

(3.15)

6. Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит:

(3.16)

Представим полученные значения в виде таблицы 3.2.



Таблица 3.2 - Результаты расчетов

Расчет показателей разработки
Время, года	Масса дегазированной нефти в пласте, N2, т	Полная масса газа, N1, т	а	b	c	Среднее пластовой давление Рср, Па	Объем газовой шапки V1, м3	Доля газовой шапки	Нефтеотдача ??
0	95,7·106	6,51·106	2,55	1,07·108	6,89·1014	7,94·106	6,83·106	0,05	0
1	94,43·106	6,41·106	2,52	1,08·108	6,79·1014	7,65·106	3,73·106	0,03	0,01
2	93,15·106	6,31·106	2,48	1,08·108	6,68·1014	7,46·106	5,73·106	0,04	0,03
3	91,88·106	6,17·106	2,45	1,09·108	6,53·1014	7,14·106	8,81·106	0,07	0,04
4	90,6·106	6,0·106	2,42	1,09·108	6,35·1014	6,88·106	10,8·106	0,08	0,05
5	89,33·106	5,81·106	2,38	1,09·108	6,15·1014	6,59·106	12,95·106	0,10	0,07
6	88,05·106	5,61·106	2,35	1,10·108	5,94·1014	6,23·106	16,10·106	0,11	0,08
7	86,78·106	5,40·106	2,31	1,10·108	5,72·1014	5,94·106	18,15·106	0,14	0,09
8	85,5·106	5,17·106	2,28	1,11·108	5,47·1014	5,56·106	21,51·106	0,16	0,11
9	84,23·106	4,93·106	2,24	1,11·108	5,22·1014	5,26·106	23,43·106	0,17	0,12
10	82,95·106	4,68·106	2,21	1,11·108	4,96·1014	4,96·106	25,25·106	0,19	0,13

3.3 Рекомендации и технические решения по дальнейшему регулированию разработки объекта АС_4-8 Федоровского месторождения

С 1976 года на месторождении ведутся опытно-промышленные работы по эксплуатации водонефтегазовых залежей пластов АС_4-8. Они представлены на всех площадях Федоровского месторождения нефти и в плане перекрывают практически все разрабатываемые пласты, содержат 159,1 млн.т утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти, что составляет 23,4 % от запасов месторождения.

Залежь нефти пластов АС_4-8 практически на всей площади представляет собой нефтяную оторочку, заключенную между-обширной газовой шапкой и подстилающей ее подошвенной водой. Высота залежи небольшая, среднее расстояние между ГНК и ВНК - 12 метров. Средние эффективные толщины составляют: газонасыщенная - 9,7 метров, нефтенасыщенная - 5,6 метров, водонасыщенная - 12,2 метров. Запасы нефти этой залежи считаются трудноизвлекаемыми. Результаты проводимых опытно-промышленных работ показали, что добыча нефти сопровождается отборами значительных объемов газа из газовой шапки. На каждую тонну добытой нефти приходится 1,2 тыс.м³ газа. Прорыв газа к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен геологическим строением пластов АС_4-8. При тонкой нефтяной оторочке не удается организовать эксплуатацию добывающих скважин на безгазовых режимах.

Другим фактором, снижающим эффективность выработки запасов нефти, является резкий рост обводненности продукции. По результатам опытно-промышленных работ можно сделать вывод, что геологические условия залегания углеводородов в пластах АС_4-8 Федоровского месторождения нефти оказывают неблагоприятное влияние на эффективность процесса нефтеизвлечения. Добыча нефти в таких условиях неизбежно сопровождается извлечением значительными объемов попутно добываемых воды и газа. Традиционными методами разработки за реальные сроки утвержденная нефтеотдача, вероятно, достигнута не будет. Поэтому на месторождении были пробурены горизонтальные скважины.

Результаты эксплуатации первых горизонтальных скважин показали возможность их применения при разработке пластов АС4-8 Федоровского месторождения.

В целом по объекту АС_4-8 с начала его разработки отобрано 7,8 млн.т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения от общих балансовых запасов составил 0,012 при текущей обводненности добываемой продукции 85,7 %. В 1996 году добыча нефти составила 1,3 тыс.т , жидкости 9,1 тыс.т. Средний дебит добывающей скважины по нефти 13,2 т/сут, по жидкости 92,5 т/сут. В целом по объекту АС_4-8 пробурено 633 скважины, в том числе добывающих 363, из них 50 скважин горизонтальных, нагнетательных 109.

Как уже говорилось ранее, Федоровское месторождение нефти находится в IV стадии разработки. Четвертая стадия - завершающая, характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1 %);

- большими темпами отбора жидкости;

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10-20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т.е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно 98 %.

Во время всех этих этапов предприятие осуществляет постоянный контроль, анализ и урегулирование процессов разработки нефтяного месторождения.

Комплекс этих мероприятий позволяет значительно повысить эффективность вытеснения природного ископаемого из месторождения.

Ввиду этого, все большую актуальность приобретает вопрос повышения нефтеотдачи пластов. Есть уже множество способов увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН):

– тепловые (внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой). Данные методы основаны на искусственном увеличении температуры в стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые методы увеличения нефтеотдачи (МУН) в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей.

– газовые (закачка воздуха в пласт, воздействие двуокисью углерода). Объектами применения этого метода являются однородные пласты, содержащие нефть вязкостью менее 15 мПа·с.

– физические (гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, электромагнитное воздействие и т.п.). Еще их называют методами увеличения дебита скважин, так как они нашли свое применение для нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией.

– химические: микробиологическое воздействие, вытеснение нефти кислотами, растворами полимеров, щелочными растворами и водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ). Химические методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Не на всех месторождениях могут применяться химические методы. Данные методы нашли свое применение преимущественно на залежах с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа·с), низкой проницаемостью коллекторов, а также с низкой соленостью воды.

Контроль за изменением текущей нефтенасыщенности объекта АС_4-8 осуществляется следующими методами:

– углерод-кислородный каротаж в наблюдательных и эксплуатационных скважинах, в которых исследуемый пласт не перфорирован;

– данные электрометрии открытого ствола скважин, пробуренных на поздней стадии разработки (транзитные скважины);

– электрический каротаж в металлической колонне (наноэлектрический каротаж).

По результатам исследований добывающих и нагнетательных скважин определялись параметры выработки пластов: коэффициент вторичного вскрытия, коэффициент работающей толщины, коэффициент охвата толщины пласта процессом вытеснения, коэффициент заводненной толщины, коэффициент вытеснения по данным геофизических исследований. По результатам промыслово-геофизических исследований добывающих, нагнетательных, наблюдательных и транзитных скважин построена карта текущих нефтенасыщенных толщин объекта АС_4-8. Подвижные запасы нефти сосредоточены преимущественно в кровельных интервалах объекта АС_4-8. Отмечается существенная дифференциация текущих запасов нефти по площади объекта.

Промыслово-геофизические исследования проводятся целью:

– определения интервалов притоков пластового флюида и поглощения нагнетаемой воды;

– выявления источника обводнения;

– определения коэффициентов текущей нефтенасыщенности и вытеснения;

– изучения технического состояния эксплуатационной колонны и затрубного пространства;

– уточнения интервалов перфорации.

По результатам проведенных исследований установлен различный характер вытеснения запасов нефти по площади и разрезу объекта - отмечаются интервалы опережающего кровельного, подошвенного вытеснения, зоны равномерной выработки, участки с полностью выработанными подвижными запасами.

В целом отмечается более интенсивное вытеснение нефти из интервалов подошвы объекта АС_4-8.

Текущий коэффициент нефтенасыщенности в среднем составляет 0.37. Коэффициент вытеснения - 0,30.

Нефтенасыщенная толщина в среднем уменьшилась на 8.1 м (начальная нефтенасыщенная толщина - 9,4 м). В газонасыщенной части объекта 7,5 м замещено нефтью с водой.

Текущий уровень ВНК измен...